Intervista a Bluefield – repowering per partecipare a FerX, Energy Release

pv magazine Italia ha parlato con Alberto Paturzo (AP), partner responsabile dell’Europa meridionale, e Nunzia Pignataro (NP), responsabile degli investimenti di Bluefield, per capire la strategia della società specializzata in energie rinnovabili con sede nel Regno Unito e un ufficio a Milano. “Stiamo valutando attentamente l’opportunità di partecipare al FerX per la porzione di nuova capacità installata tramite le attività di repowering”.

Stiamo avvertendo il rischio di un altro ciclo di “stop&go”, ovvero uno sviluppo forte e un brusco rallentamento. Lo avvertite anche voi?

AP: Sicuramente, dopo un’accelerazione iniziata in era pre-Covid negli ultimi anni ci sono state misure e situazioni in decisa controtendenza (decreto agricoltura, continui ritardi burocratici nelle autorizzazioni ma anche nello sviluppo delle reti elettriche) mentre si percepisce una spinta verso la tecnologia nucleare. Non vediamo però uno scenario catastrofico, in questi mesi abbiamo anche avuto il TU FER (Testo Unico Fonti Rinnovabili), il FER 1 e FER 2, il FER X Transitorio, il MACSE, l’Energy Release ed è in arrivo il FER X. Inoltre, quello a primo avviso, può sembrare una debolezza, ovvero la lentezza burocratica, ci ha permesso di non “andare a sbattere” come è avvenuto in altri paesi dove c’è stata una corsa a costruire che ha portato a diverse problematiche (curtailment, congestioni, instabilità nei prezzi di mercato e cannibalizazione dei prezzi dell’energia, etc..) che in Italia al momento si vedono solo di rado. Sicuramente è fondamentale raggiungere una certa chiarezza e che le varie misure messe in atto “si parlino tra di loro”. Per fare un esempio lo strumento delle aree idonee ha attraversato un cammino tortuoso culminato con la recente sentenza del TAR del Lazio che ha parzialmente annullato il decreto ministeriale sulle aree idonee all’installazione di impianti a fonti rinnovabili. Anche qui però, in uno scenario grigio, dove ancora molte regioni non si sono espresse, traspare una certa positività: è passato infatti il concetto che le aree idonee nazionali non si toccano, ottima notizia per gli operatori.

Siete una società presente su quasi tutta la catena del valore per il fotovoltaico. Siete nelle condizioni di eventualmente beneficiare di un “rallentamento” in Italia per quanto riguarda le autorizzazioni?

NP: Essere presenti ed avere personale specializzato nelle attività dell’intera catena del valore degli asset rinnovabili è sicuramente un gran vantaggio che ci permette di cogliere nuove opportunità emergenti nel settore, ma anche prevenire e mitigare eventuali nuovi rischi. Uno dei vantaggi della piattaforma, con riferimento a possibili rallentamenti dei processi autorizzativi, è la possibilità di poter coinvolgere personale specializzato nello sviluppo per accelerare le attività quanto più possibile, ma anche portare avanti attività di ingegneria in-house in parallelo, evitando ulteriori ritardi. Grazie al nostro modello di piattaforma, siamo soliti infatti, dove possibile e quando opportuno, svolgere diverse attività sugli assets contemporaneamente (processo autorizzativo, ingegneria, preparazione alla costruzione, monitoraggio della stessa), velocizzando così i processi e beneficiando della continua comunicazione e coordinamento tra i diversi team. Inoltre, la nostra esperienza sull’ottimizzazione e ripotenziamento/Revamping nel fotovoltaico ma anche eolico ci consente di creare valore anche in momenti nei quali la costruzione di nuovi impianti subisce una fase di rallentamento.

Molti EPC potrebbero fallire secondo voi?

AP: Non pensiamo sia il caso, come avvenuto in passato, ci sono diversi GW pronti ad essere costruiti, anzi vediamo un proliferare degli stessi ed anche un certo appetito di Investitori di acquisire gli stessi EPC.

Quale sarebbe il ruolo delle utility in questo quadro?

AP: Le Utility stanno diventando i principali player del settore, basti pensare che ad Enel, pioniera nelle FER, si sono aggiunte, negli anni, ERG, A2A, ACEA, ENI e CVA.

Avete detto che l’Italia secondo molti vostri clienti e partner è il mercato più interessante in Europa? Quali sono i fattori? Prezzi dell’energia? E poi?

NP: I prezzi dell’energia sono uno dei fattori che rende il mercato italiano interessante per gli investitori, ma non l’unico. Un altro fattore è sicuramente il quadro regolatorio che negli ultimi anni ha creato condizioni ottimali per attrarre gli investitori con incentivi per tutte le rinnovabili ed un innovativo sistema di incentivazione per gli impianti BESS (Macse). Inoltre, un altro fattore che rende l’Italia un mercato interessante è la presenza di professionisti del settore, come sviluppatori, società di ingegnerei ed EPC contractors di alta qualità e con molti anni di esperienza, il che garantisce una buona qualità degli asset nel territorio Italiano. A ciò si aggiunga che il mercato Italiano del solare è ancora frammentato, con molti operatori ed asset, il che favorisce le continuazione dell’attività di M&A nel settore per arrivare an un mercato più consolidato. Infine, da sempre, le banche Italiane hanno avuto e continuano ad avere un forte appetito per questo settore.

E in relazione alla Spagna? Cosa avvertite? Molti investitori se ne stanno andando via?

AP: La Spagna è stata, teatro negli ultimi 6-7 anni di un grandissimo interesse e sviluppo di iniziative in market parity, è stato il primo paese Europeo a sperimentare la parità tra costo dell’energia prodotta da fonte fotovoltaica e prezzo di vendita dell’energia stessa. Questa situazione ha determinato una concentrazione di iniziative di sviluppo in tempi rapidissimi che non ha consentito al mercato ed alle reti elettriche di adeguarsi e recepire i GW sviluppati cosi velocemente. È un altro caso del cosiddetto “boom and burst” laddove, al contrario, un’adeguata pianificazione avrebbe permesso uno sviluppo ad una velocità adeguata a quella con cui il mercato e le reti potevano viaggiare per assorbire l’offerta di progetti senza conseguenze. Da ciò ne sono derivate le problematiche indicate in precedenza (curtailment, congestioni, instabilità nei prezzi di mercato e cannibalizazione dei prezzi dell’energia, etc..) che hanno fatto sì che la Spagna, dopo un periodo di boom, ne sta fortemente risentendo e non è più cosi “appealing”.

È questo un altro fattore che aumenta l’appetibilità del mercato italiano?

AP: Come detto l’Italia, con sistemi di incentivazione interessanti (FerX, Macse) ma anche con un “ritardo” nell’offerta rispetto alla domanda, rimane appetibile. E con la diffusione dei Data Center, l’elettrificazione dei trasporti e in parte il riscaldamento e condizionamento, volti ad incrementare la domanda, si spera che non si arrivi alla situazione catastrofica che sta vivendo la Spagna.

Avete obiettivi per l’installato di fotovoltaico e BESS in Italia? In quale orizzonte temporale?

AP: Dipende dall’esito del primo Macse, ma obiettivo è installare 100 MW entro il 2028.

Per quanto riguarda i meccanismi di supporto? Che esposizione volete avere ai vari meccanismi? E la parte merchant? Quanto peserà sul vostro portafoglio italiano?

NP: La nostra strategia nei vari mercati, come in Italia, è quella di diversificare il portafoglio quanto più possibile ed opportuno, dal punto di vista geografico, potenza istallata, status (progetti in sviluppo, progetti Ready to Build, impianti operativi) e revenues streams. Cerchiamo infatti di creare un portafoglio che mantenga un equilibrio tra assets che aderiscono a meccanismi di supporto (anche PPA) e incentivi ed asset che aderiscono alla vendita merchant. In media, puntiamo ad un’esposizione leggermente maggiore ai meccanismi di supporto / incentivi rispetto alla vendita merchant.

Con quanto volete contribuire al FerX? In qualità di? Ovvero: quale il vostro modello di business per questo meccanismo?

NP: Ad oggi il nostro portafoglio italiano comprende assets incentivati con il Conto Energia su cui stiamo svolgendo attività di revamping e repowering. Stiamo valutando attentamente l’opportunità di partecipare al FerX per la porzione di nuova capacità installata tramite le attività di repowering. Lo stesso stiamo facendo per il meccanismo di Energy Release sui cui contiamo di affidare parte del portafoglio. Inoltre, siamo in discussione con diversi sviluppatori per lo sviluppo di nuovi asset che parteciperebbero al FerX.

Con quanto volete contribuire al Macse? In qualità di? Ovvero: quale il vostro modello di business per questo meccanismo?

AP: Con il nostro veicolo di sviluppo BESS, Bluefield Storage Development Italy, abbiamo sviluppato un buon portafoglio di assets sparsi per l’Italia e contiamo di partecipare al primo Macse con circa 100 MW con l’obiettivo di diventare un piccolo operatore di BESS.

Con quanto volete contribuire all’Energy Release? In qualità di? Ovvero: quale il vostro modello di business per questo meccanismo?

AP: In quanto operatori e produttori di energia, vogliamo contribuire con una prima di pipeline in corso di repowering, parte del nostro portafoglio, a tale meccanismo.

E per il bando agrivoltaico? State parlando con developer? Cosa vorreste fare e come vorreste partecipare?

AP: Non siamo direttamente attivi nell’agrivoltaico al momento, stiamo parlando con un paio di sviluppatori locali con l’obbiettivo di una partnership.

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